Отче т о прохождении производственной практики по профессии 21. 01. 01 Оператор нефтяных и газовых скважин
 Скачать 1.18 Mb.
|
|
1.4 Обслуживание средств автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа. Автоматизация производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности призвана обеспечить рост производительности труда, сокращение оперативного персонала при обслуживании технологического оборудования, снизить трудоемкость оперативного управления и повысить его информативность. Средства автоматизации, внедренные нефтегазопромыслах, позволяют резко повысить производительность добычи и снизить трудоемкость этого процесса. Узел учета позволяет определять параметры потока сырой нефти (массовый расход, плотность, температуру и обводненность эмульсии, объемный расход товарной нефти, давление в коллекторе) с последующей передачей полученной информации на диспетчерский пульт и внесением в базу данных. Узел учета можно условно разделить на две структурные части: одна включает в себя средства измерения и вторичные приборы, установленные непосредственно на технологическом трубопроводе, другая – систему отображения информации на диспетчерском пульте. 1.5 Участие в работах по ремонту нефтепромыслового оборудования Я участвовал в работах по ремонту нефтапромыслового оборудования, занимался заменой износившихся деталей и узлов, исправлением их до соответствующих норм, допусков и размеров 2.ПМ.02. Выполнение работ по исследованию скважин Контроль за работой глубинно-насосных скважин осуществляется глубинными исследованиями, динамометрированием скважин, отбором проб добываемой продукции. Исследования проводят при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Р) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров установки. По результатам исследований определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины. Теоретические основы гидродинамических исследований скважин независимы от способа их эксплуатации. Технология исследований зависит от этого. Забойное давление можно определить либо с помощью глубинных манометров, либо по уровню жидкости с помощью эхолота. Малогабаритные скважинные манометры диаметром 22¸25 мм спускают в кольцевой зазор между НКТ и обсадной колонной на проволоке через отверстия в эксцентричной планшайбе, которая позволяет подвесить трубы со смещением от центра скважины для увеличения проходного сечения межтрубного пространства. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки. Для специальных исследований используются лифтовые скважинные манометры, спускаемые на НКТ. Часто скважины, оборудованные ШСН, исследуют с помощью эхолота-прибора для замера уровня в скважине. По положению уровней и по известной плотности жидкости в скважине определяют пластовое и забойное давление. 2.1Участие в работах по исследованию скважин Я принимал участие в работах по исследованию скважин, задачей которых является установление оптимального режима работы скважин. Исследование скважин – очень важная часть промыслового исследования скважин. Задачей исследования скважины является установление оптимального режима ее работы, т.е. режима, позволяющего получать большее количество нефти при минимальных затратах на добычу. При этом получают зависимости дебитов нефти от депрессии, определяют коэффициент продуктивности. 2.2 Отбор проб жидкости со скважин, замер дебитов скважин, количества нефти в емкостях и отбивка уровней жидкости в скважине, измерение давления в скважинах. Отбор проб жидкости со скважин При выполнении работ по отбору проб должен иметь полагающиеся по нормам спецодежды, спецобуви, рукавицы и другие СИЗ, и при работе обязан пользоваться ими. 1.Перед отбором проб оператор по добыче нефти и газа внимательно осматривает конструкцию скважин и ознакамливается с состоянием АУ. (При обнаружении какой-нибудь неисправности на скважине оператор по ДНГ устраняет неисправность, а в случае невозможности устранения собственными силами - сообщить об этом мастеру бригады. При отборе проб оператор ДНГ не должен допускать разлива нефти, ударов инструментом об оборудование скважины, находящееся под давлением. Слив нефти, полученной при дренировании необходимо производить в грязевый амбар. Пользоваться обмеднённым инструментом.) 2. Открыть вентиль с наветренной стороны, чтобы газ и нефть не попали в органы дыхания, на лицо и одежду. 3. Сдренировать в ведро или бачок первые порции нефти, идущие с газом 4. Вставить пробоотборную трубку в горло бутылки. 5. Отобрать пробу нефти в необходимом количестве. (Внимание! При замерзании, засорении и т. д. вентиля, необходимо пропарить с ППУ или разморозить горячей водой.) 6. Закрыть краник. 7. Вывернуть штуцер и убедиться, что нет подтёков нефти из краника. (Внимание! Бутылки и другую стеклянную посуду с нефтью и нефтепродуктами транспортируется только в ящиках с ручками и с ячейками для каждой бутылки, оборудованными прокладками из эластичного материала (войлок, резина.) 8. Пробу нефти после тщательного перемешивания разлить в чистые сухие бутылки . (Внимание! Бутылки заполнить на ⅔ части (но не менее 200 мл), оставляя пространство перемешивания пробы. 9. Закрыть бутылки пробками, не растворяющимся в нефтепродуктах и прикрепить бирки с наименованием точки забора пробы. 10. Уборка рабочего места. Ручной замер дебита скважин Внимание! Перед пуском ГЗУ на любой из трех режимов необходимо закрыть запорную арматуру грязевых и пропарочных линий. Открыть запорную арматуру под электроконтактный и показывающий манометры. Перед началом работ в помещении ГЗУ «Спутник» необходимо на 20 минут включить вытяжную вентиляцию. Если нет вытяжной вентиляции, открыть обе двери на 20 минут. При длительном пребывании в помещении или при выполнении работ, связанных с разливом нефти и утечкой газа вентилятор должен работать постоянно, а в случае его отсутствия - обе двери должны быть открыты. Отключить гидропривод ГП. Произвести анализ загазованности воздушной среды в месте проведения работ с прогретым газоанализатором. По результатам анализа воздушной среды сделать вывод о необходимости применения СИЗ. Перед началом проведения ручного замера необходимо провести внешний осмотр ГЗУ. При внешнем осмотре необходимо проверить:
Замер будет неточным, если при проведении внешнего осмотра обнаружены следующие неисправности: 1. РУПШ (регулятор уровня поплавковый шаровой) при качании РУПШ возникает подклинивание; есть значительный пропуск жидкости или газа а сальниковом уплотнении вала РУПШ; 2. ГАЗОВАЯ ЗАСЛОНКА при качании возникает подклинивание; есть пропуск газа в сальниковом уплотнении или в прокладке между заслонкой и фланцем; происходит прокручивание рычага относительно вала заслонки; 3. РЕГУЛЯТОР РАСХОДА есть пропуск газа в сальниковых уплотнениях или импульсных трубках; нет цикличной работы; есть пропуск клапана регулятора расхода; 4. ТОР (турбинный объемный расходомер) нарушена целостность пломбы; истек срок государственной поверки; разбито или повреждено стекло циферблата; при открытии регулятора расхода стрелка счетчика ТОР не движется или движется с остановками; 5. ПСМ (переключатель скважин многоходовой) Обнаружен пропуск ПСМ; 6. СППК (стравливающий пружинный предохранительный клапан) Пропуск СППК в закрытом положении; Замер дебита скважины Установить ПСМ на замеряемую скважину; (коллекторная задвижка открыта, байпасная задвижка закрыта) Дождаться цикличной работы ГЦ (гидроциклонного сепаратора); Записать показания счетчика ТОР и время начала замера; Текущее показание счетчика ТОР 0423,24 м3. Для точности измерения, на стрелочном циферблате отображается расход жидкости в литрах. На механическом счетчике показан расход с шагом измерения 0.1м3. Для простоты вычисления время замера лучше выбирать: 10;15;20;30 минут. Для скважин с дебитом более 30-40 м3 производить замер достаточно 10-15 минут. Для скважин с более низким дебитом, для получения более качественного замера, время замера (t) увеличить. По истечении времени замера снять показания счетчика. Расчет замера Произведем расчет замера на примере. Например: Время замера дебита скважины (t) 20 мин. Показания счетчика в начале замера (Q1) 0423,24 м3 Показания счетчика по окончании замера (Q2) 0425,35 м3 Подсчет дебита произвести по формуле:  [М3/сут]Где, Q2 - показания счетчика в конце замера, м3; Q1 - показания счетчика в начале замера, м3; t - время измерения в часах. После получения результата замера, необходимо: По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.
Эхолот-динамограф Микон-101  Рис.5Эхометрирование скважин 1. Перед проведением измерения открыть на 2 секунды задвижку фонтанной арматуры эхолотного патрубка для ее очистки. 2.Подсоединить УГП (устройство генерации приема), навернув его до упора на эхолотный патрубок арматуры и тщательно затянуть, чтобы не происходило его смещение под давлением. Медленно открыть задвижку эхолотного патрубка. 3.Соединить блок электронный и УГП измерительным кабелем. Включить электронный блок. Установить номер куста, скважины и вид исследования. Нажать на клавишу «уровень». 4.Для генерирования акустического импульса необходимо нажать рукоятку клапана УГП. Следующие 25-55 секунд блок электронный принимает акустическую информацию из скважины, анализирует ее и определяет уровень. Через 25-50 секунд после генерирования импульса на индикаторе появится результат измерения уровня в метрах. 5.После этого закрыть задвижку, стравить давление через клапан УГП, отсоединить кабель электронного блока от УГП. Снять УГП с фонтанной арматуры. 6.При эхолотировании оператор ДНГ должен находиться сбоку от эхолотного патрубка с наветренной стороны. 2.3 Динамометрирование скважин. При динамометрировании скважины установку и снятие динамографа осуществлять с переносных подставок. При установке динамографа, пуске и работе станка-качалки (СК) находиться сбоку головки балансира, с наветренной стороны. траверсы канатной подвески разводить при помощи подъемных винтов равномерно на необходимую высоту. Не допускать одностороннего подъема верхней траверсы подвески. Метод регистрации динамограммы накладным динамометром. Регистрация динамограммы производится путем измерения изменяющейся нагрузки на полированный шток и перемещения полированного штока. Измерение нагрузки на устьевой шток с помощью накладного динамометра осуществляется путем прямых измерений изменения диаметра штока и вычисления нагрузки, вызвавших эти изменения. Нагрузка, прикладываемая к стержню в перпендикулярном направлении к плоскости поперечного сечения, вызывает его продольную и поперечную деформации. Порядок проведения регистрации динамограммы накладным динамометром 1. Провести температурное выравнивание динамометра. При переходе динамометра из теплой кабины автомобиля на открытый воздух с температурой -20°С необходимо не менее 5 мин для его остывания. 2. Соединить с помощью кабеля БР и динамометр. 3. Остановить станок-качалку вблизи нижней мертвой точки. Очистить от грязи место под установку динамометра на нерабочей части штока ниже траверсы. 5. Включить прибор. Первые 2 секунды после включения питания происходит тестирование динамометра, сопровождающееся последовательным включением всех светодиодов. 6. Закрепить динамометр на нерабочем участке штока и по светодиодам произвести затяжку винта в рабочее положение так, чтобы горел один только средний светодиод (). Один () или два () правых светодиода означают слабую затяжку крепежного винта, два () или один () левый — сильную, все три мигающих () — очень сильная затяжка, которая может повлечь механическое повреждение динамометра, один средний - нормальная затяжка. Рекомендуется слегка перетянуть винт так, чтобы загорелся левый светодиод, а затем отпустить до нормальной затяжки. ЗАМЕЧАНИЕ. Правильно задавайте номер месторождения, куста и скважины. Введенные параметры после запоминания сохраняются в энергонезависимой памяти и не могут быть изменены на БР. 9. Нажать кнопку SHIFT. Дождаться появления на экране сообщения «1.Т.ПЕРИОДА». Затем, при прохождении штоком самой нижней точки, нажмите SHIFT для начала отсчета ОДНОГО КОНТРОЛЬНОГО периода (на индикаторе начнётся отсчёт секунд). На экране появится сообщение «2.Т.ПЕРИОДА». При прохождении нижней точки второй раз, снова нажмите SHIFT. На индикаторе зафиксируется длительность КОНТРОЛЬНОГО периода работы станка-качалки и начнется процесс регистрации заданного числа циклов динамограммы. Затем на экране появляется динамограмма первого зарегистрированного цикла и цифровые значения хода штока в мм, изменение нагрузки на штоке в кг и коэффициент балансировки. Если при выполнении замера связь потеряна, выключите и включите блок регистрации и повторите процесс измерения. Если потери связи повторяются, проверьте разряд батарей питания, введением кода 9-72 (см. ниже), а также состояние кабеля. При необходимости произведите замену батарей питания. Рекомендуется иметь при себе заряженный запасной комплект батарей. ЗАМЕЧАНИЕ. При снятии последующих замеров на данной скважине (если не выключать питание БР), необходимость в определении времени периода отпадает, начало регистрации производится однократным нажатием кнопки SHIFT. 10. По графическому изображению динамограммы и по расчетным параметрам хода и изменения нагрузки оценить достоверность замера. При возникновении сомнений, повторите замер еще раз, однократно нажав кнопку SHIFT. 11. Записать замер в память нажатием кнопки «;». Если замер производился сразу после включения прибора без ввода номера скважины, то при 0414 02572кг 100 Коэффициент балансировки Ход штока в мм Изменение нагрузки на штоке в кг31 записи данных необходимо будет ввести номер скважины или подтвердить предыдущий нажатием кнопки ENTER. Также, при запросе номера скважины, можно нажать ESC и ввести все параметры замера, начиная с месторождения, куста, скважины и т.д. и затем нажать кнопку «;» для записи. Внимание!!! При изменении количества периодов замер теряется. 12. Выключить прибор, остановить станок-качалку вблизи нижней мертвой точки и снять динамометр. 4.3.3 Анализ балансировки станка-качалки. При снятии динамограммы производится автоматический анализ балансировки станка-качалки методом сравнения времени хода штока вверх и вниз. Число отражается в конце верхней строки. Нормальная работа насоса – значение 100. Большие отклонения от этого числа означают разбалансировку СКН. Эта цифра является некорректной для деаксиальных станков- качалок. 4.3.4 Порядок проведения регистрации динамограммы встраиваемым динамометром Работа со встраиваемым динамометром аналогична работе с накладным динамометром. Тип датчика определяется автоматически. Перед снятием динамограмм или тестом клапанов необходимо: 1. Ввести параметры скважины. 2. Произвести обнуление динамометра. Обнуление динамометра производится при разгруженном датчике, ДО УСТАНОВКИ МЕЖДУ ТРАВЕРСАМИ. Для обнуления необходимо в режиме динамографа выбрать вид исследования «3» - нулевая нагрузка «2»-«ENTER»-«SHIFT». На экране появится число. Число должно меняться незначительно, 10 - 15 единиц. Для фиксации нулевой нагрузки необходимо нажать SHIFT. ВНИМАНИЕ! Значение «нуля» теряется при изменении номера скважины. Поэтому рекомендуется номер скважины ввести до обнуления динамометра. Если Вы забыли ввести номер скважины до обнуления датчика, изменения произведите ПОСЛЕ измерения динамограммы или теста клапанов. Остановить станок – качалку; 4. При помощи специальных приспособлений (домкрат МК.ИУ.10.0.00) установить встраиваемый динамометр. 5. Запустить в работу станок – качалку; 6. Установить вид исследования «1» (динамограмма). 7. После измерения нагрузки на дисплее появляется график первого цикла измеренной динамограммы. В отличие от динамограммы, снятой накладным динамометром, динамо- грамма, снятая встраиваемым динамометром, выводится на индикатор в абсолютных координатах. Верхний предел шкалы нагрузки задаётся нажатием кнопок «9»-«62» из начального меню. Примечание. В случае появления на индикаторе некорректной динамограммы, следует проверить, введено ли значение максимальной нагрузки, изображаемой на экране. Для динамометрирования станок-качалку отключить кнопкой «СТОП», затем отключить рубильником от сети и на его ручке вывесить плакат «Не включать – работают люди». Запрещается при работающем станке – качалке производить установку динамографа. В процессе работы не допускать разлива нефти и загрязнения ею территории вокруг скважины, ударов по оборудованию, находящемуся под давлением. После производства динамометрирования проверить состояние устья скважины, правильность сочленения канатной подвески с полированным штоком, убрать со станка-качалки все инструменты, установить на место ограждения, дать сигнал о пуске и сняв тормоз редуктора, произвести запуск станка – качалки в работу. При возникновении угрозы взрыва, пожара или отравления немедленно сообщить об этом руководству НГП. Одновременно принять меры к предотвращению и ликвидации опасности. Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса. Динамографы серии СИДДОС обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа "нагрузка – положение" в рабочем состоянии и при выходе ШСНУ на режим, а также контроль утечек (тест клапанов) по методу «линии потерь». Результаты измерений (кроме непосредственной индикации) могут быть распечатаны на микропринтере, переданы в блок визуализации или в базу данных на персональном компьютере. Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водоносных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.  Практические динамограммы работы ШСН: а - нормальная тихоходная работа; б - влияние газа; в – превышение подачи насоса над притоком в скважину; г - низкая посадка плунжера; д - выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е – удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж - утечки в нагнетательной части; и - полный выход из строя нагнетательной части; к полный выход из строя всасывающей части; л- полуфонтанный характер работы насоса; м обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы); з - утечки во всасывающей части 3.ПМ.03 Выполнение работ по поддержанию пластового давления Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов. При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды  3.1 Система поддержания пластового давления Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки,транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: - необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы: - систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт. Система трубопроводов ППД К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся: - нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины); - водоводы низкого давления (давление до 2 МПа); - водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами); - внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов). Центробежные насосы секционные типа ЦНС Насосы типа ЦНС – центробежные насосы секционные: Г – для перекачивания воды с температурой 45-105 0С (масла – 2-60 С), М –для перекачивания масла, УН – для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов – не более 0,3 МПа. Агрегаты ЦНС 300–120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м3, содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа. Оборудование нагнетательных скважин Оборудование нагнетательных скважин включает: Наземное оборудование: - нагнетательная арматура; - обвязка устья скважины. Подземное оборудование: - насосно-компрессорные трубы; - пакер. Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры –трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин Показатели Арматура АНК1-65´21 АНК1-65´35 АНК-65´21 Условный проход ствола и боковых отводов, мм 65 Давление, МПа: - рабочее 21; 35 Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины. К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования: 1. оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания; 2. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента; 3. для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью. Принцип работы нагнетательной скважины Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию в скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером или регулятором расхода. Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления. 3.2 Обслуживание оборудования нагнетательных скважин в системе поддержания пластового давления ППД. Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются: - рабочее (линейное) и устьевое давление; - работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры; - состояние запорной арматуры и фланцевых соединений; - состояние защитных устройств; - состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства. Ремонт нагнетательных скважин Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Счетчики воды вихревые ультразвуковые СВУ Предназначены для измерения объема жидкости, закачиваемой в нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях, а также других высоконапорных установках. Измеряемая среда - вода пресная, подтоварная, пластовая и их смеси, а также другие невзрывоопасные жидкости. Температура измеряемой жидкости от 4 до 60о С. Температура окружающего воздуха: для ДРС от -40 до +50оС, для БПИ-04 от -10 до +50оС.   Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту. Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ: - проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги; - подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м. - подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения. - закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного. Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия. Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим осуществляется следующим образом: - оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта; - после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными показателями. Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки. В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров. 4. ПМ.04.Ведение процесса гидроразрыва пласта и гидропескоструйной перфорации 4.1Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается, и в нем образуются трещины. Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления. Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины, как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах: 1. Давших при опробовании слабый приток 2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора 3. С загрязненной призабойной зоной 4. С заниженной продуктивностью 5. С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими) 6. Нагнетательных с низкой приёмистостью 7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины – изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин). Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т.д. Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. Разрыв горной породы происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению. Как правило, до глубины порядка 500 метров в результате гидроразрыва возникают горизонтальные трещины. На глубине ниже 500 метров возникают вертикальные трещины. Поскольку продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают, как правило, на глубине ниже 500 метров, трещины разрыва в нефтяных скважинах всегда вертикальные. |